Loading…

Flash Player 9 (or above) is needed to view presentations.
We have detected that you do not have it on your computer. To install it, go here.

Like this presentation? Why not share!

Like this? Share it with your network

Share

409 jaime gianella recurso biomasa agrícola, oportunidad y lecciones de la subasta para suministro de electricidad . peru 2009-

on

  • 773 views

 

Statistics

Views

Total Views
773
Views on SlideShare
773
Embed Views
0

Actions

Likes
0
Downloads
9
Comments
0

0 Embeds 0

No embeds

Accessibility

Categories

Upload Details

Uploaded via as Adobe PDF

Usage Rights

© All Rights Reserved

Report content

Flagged as inappropriate Flag as inappropriate
Flag as inappropriate

Select your reason for flagging this presentation as inappropriate.

Cancel
  • Full Name Full Name Comment goes here.
    Are you sure you want to
    Your message goes here
    Processing…
Post Comment
Edit your comment

409 jaime gianella recurso biomasa agrícola, oportunidad y lecciones de la subasta para suministro de electricidad . peru 2009- Presentation Transcript

  • 1. COBER IV RECURSO BIOMASA AGRÍCOLA : OPORTUNIDAD Y LECCIONES DE LA SUBASTA PARA SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD - PERÚ 2009 Y 2010 Jaime Gianella Monder sac Lima, octubre 2010
  • 2. CONTENIDO 1. Balance Nacional de Energía: Fuentes Energía Primaria Comercial y No Comercial. Criterios de clasificación utilizados y requisitos para considerar el RER Biomasa Agrícola y Forestal (residuos y cultivos energéticos) como Fuente de Energía Primaria Comercial . 2. Disponibilidad de biomasa de origen agrícola para fines de energía, potencia factible y rango de competitividad. 3. Uso de biomasa de origen agrícola para fines de energía, mitigación de emisiones de GEI y de contaminantes permanentes. 4. Primera Subasta para Suministro de Electricidad con RER - Marco Legal - Energía demandada y suministro programado según fuente de RER - Característica de la oferta de electricidad según fuente de RER (primera y segunda convocatoria) 5. Evaluación de la oferta basada en biomasa 6. Conclusiones: perspectiva para cogeneración y suministro de electricidad al SEIN a partir de biomasa agrícola (residuos y cultivos energéticos).
  • 3. PERÚ: ENERGÍA PRIMARIA COMERCIAL 2008 Fuente Reserva Producción Oferta Interna Probada (TJ) (TJ) Bruta (TJ) Petróleo Crudo 2,590,638 162,295 323,983 Gas Natural + 15,141,269 213,235 213,235 LGN Carbón Mineral 1,279,200 4,146 31,414 Hidroenergía 5,965,666 88,818 85,818 Uranio 878,639 0.00 0.00 TOTAL 25,855,413 465,494 654,450 Fuente: Balance Nacional de Energía 2008, Ministerio de Energía y Minas, Lima 2009
  • 4. PERÚ: ENERGÍA PRIMARIA NO COMERCIAL 2008 Fuente Reserva Producción Oferta Interna Probada (TJ) (TJ) Bruta (TJ) Leña - 61,957 61,957 Bagazo - 18,870 18,870 Bosta & Yareta - 5,549 5,549 Energía Solar - 302 302 TOTAL - 86,678 86,678 Fuente: Balance Nacional de Energía 2008, Ministerio de Energía y Minas, Lima 2009
  • 5. PERÚ: RESUMEN ENERGÍA PRIMARIA 2008 Reserva Fuente Probada Producción Oferta Interna (TJ) (TJ) Bruta (TJ) Energía 25,855,413 465,494 654,450 Comercial Energía no 0 86,678 86,678 Comercial TOTAL 25,800,184 552,172 741,128 Fuente: Balance Nacional de Energía 2008, Ministerio de Energía y Minas, Lima 2009 Total Energía no Comercial /Total Producción = 16% Total Energía no Comercial/Total Oferta Interna Bruta = 12%
  • 6. PERU REGIÓN COSTA: ESTIMACIÓN DE LA EQUIVALENCIA ENERGÉTICA DEL VOLUMEN DE RESIDUOS DE CAÑA DE AZÚCAR, ALGODÓN, ARROZ Y MAÍZ (cálculo basado en el valor anual promedio de producción y siembra 2005 – 2009) Potencia Residuos de Biomasa ton/año TEP/año TJ/año M MWt M Mwe MWe Miles Miles Miles Miles Miles f.c. 0.80 Caña de azúcar Follaje (base seca) 1/ 1,314 464 20 5,668 1,701 243 Bagazo Integral (base húmeda 50%) 2/ 2,065 385 17 4,690 1,407 201 Médula (base húmeda) 3/ 826 154 7 1,874 562 80 Algodón / Broza - Rastrojo 4/ 676 282 12 3,439 1,032 147 Arroz 1,094 379 17 4,620 1,386 198 Cáscara 5/ 403 145 6 1,774 532 76 Tallo (paja) 6/ 690 233 10 2,847 854 122 Maíz Amarillo Duro 7/ 1,006 340 15 4,151 1,245 178 Opción A 6,154 1,850 81 22,568 6,770 967 TOTAL Opción B 4,916 1,618 71 19,752 5,926 847
  • 7. Opción A: Incluye el valor energético del bagazo integral (fibra y médula en base húmeda), excluye la médula. Opción B: Incluye el valor energético de la fracción médula del bagazo integral base húmeda, excluye la fracción fibra. NOTAS 1/ Corresponde al 13.2% del volumen en base seca (< = 10% humedad) de la biomasa aérea de la caña de azúcar cosechada, el valor energético de 1 tonelada de follaje base seca equivale a 106 galones de Petróleo (0.35 TEP). 2/ Corresponde al 25% del volumen de caña de azúcar procesada, el valor energético de 1 tonelada de bagazo integral (fibra y médula) con 50% de humedad equivale a 56 galones de Petróleo. 3/ Corresponde al 40% del bagazo integral base húmeda, el valor energético de 1 tonelada de médula con 50% de humedad equivale a 56 galones de Petróleo. 4/ Corresponde a 10 ton de rastrojo/ha y equivalencia de 1 galón de Petróleo por 8 Kg de rastrojo en base seca. 5/ Corresponde al 20% del volumen de arroz cáscara cosechado y equivalencia de 108 galones de Petróleo por ton de cáscara de arroz base seca. 6/ Corresponde al 50% del peso del tallo de arroz cosechado (peso arroz cáscara = peso tallo) y equivalencia de 81.6 galones de petróleo por ton de tallo base seca. 7/ Corresponde al 40% del tallo de maíz en base seca, su equivalencia energética es de 101 galones de Petróleo por ton de rastrojo de maíz. Fuente: Proyecto GEF-IFC- Monder “Obtención de biocombustibles y fibra celulosa a partir de residuos agrícolas y forestales” y SalixSphere-Wilñstrand Innovation - Monder “Evaluación de Campo - Composición de la Biomasa Cañera del Valle del Chancay - Lambayeque Perú”.
  • 8. Comparación Recurso Biomasa Agrícola (residuos) - Fuentes de Energía Primaria Comercial La energía primaria (TJ) contenida en el volumen anual promedio 2005-2009 de residuos agrícolas que generan 4 cultivos en la costa del Perú, representó con relación a la producción de registrada en 2008 según fuente de Energía Primaria Comercial: - 17% del total de Energía Primaria Comercial - 12% del total de la Oferta Bruta Interna - 43% de la energía importada - 50% del aporte del Petróleo Crudo - 38% del aporte del GN y LGN - 19.5 veces la contribución de Carbón Mineral - 92% del aporte de la Hidroenergía
  • 9. CONCLUSIONES PRELIMINARES • En el Balance Nacional de Energía no se contabiliza los residuos agrícolas como fuente de energía. • Se requiere mayor difusión de información sobre disponibilidad y potencia energética de la biomasa residuo agrícola, sobre tecnologías para su aprovechamiento eficiente y sobre la necesidad de establecer normas para una adecuada eliminación/uso de los mismos para evitar la emisión de contaminantes permanentes que afectan la salud y perjudicarán la actividad agrícola. • Se requiere promover la demanda – mercado, la identificación y evaluación de proyectos constituye una vía para ello. Los proyectos pueden ser de distinto tamaño/potencia, para diversas zonas de la costa se estima factible operar competitivamente plantas térmicas de 2.0 MWe - 50 MWe. • Un aspecto central para determinar la competitividad de los residuos agrícolas como fuente de energía primaria comercial es el costo por MW de energía primaria puesto en planta comparativamente al costo de la energía que proveen fuentes no renovables. Se requiere difundir análisis comparativo costo/beneficio social y privado, costo de oportunidad y de costo/eficiencia. • Los productores que generan residuos agrícolas deben asumir un papel más activo en la promoción de la biomasa para combustible.
  • 10. COSTO COMPARATIVO DE INVERSIÓN Y GENERACIÓN PARA PLANTAS TÉRMICAS DE BIOMASA, GAS NATURAL Y CARBÓN MINERALCOSTOS MONDER S.A.C 10
  • 11. Alternativa 1 Costos de instalación: USD 1,500 para Follaje de Caña de Azúcar y Carbón Mineral, USD 1,200 Kw para Gas Natural - USD 2.27 MMBtu Follaje Gas Natural Carbón Capacidad instalada , MW 100 100 100 Horas de funcionamiento 7,000 7,000 7,000 Eficiencia 0.30 0.45 0.30 Costo de combustible, USD/tep */ 8.00 90.80 117.40 Costo de instalación, USD/kW 2,000 1,500 2,000 Índice de descuento 0.10 0.10 0.10 Vida útil, años 30 30 30 Electricidad generada, MWh 700,000 700,000 700,000 Energía consumida, TJ 8,400 5,600 8,400 Energía consumida, tep 200,592 133,728 200,592 Costo anual de combustible, USD 1,604,736 12,463,450 23,549,501 Costo total de instalación, USD 120,000,000 120,000,000 120,000,000 Costo inversión anualizado, USD $12,729,510 $12,729,510 $12,729,510 Costo total anualizado, USD $14,334,246 $25,192,959 $36,279,011 Costo de electricidad, USD/kWh 0.033 0.040 0.064 Diferencia 23% 96% */ USD 2.27 X 1MMBTU (1,000p3) MONDER S.A.C 11 **/ USD 82.21 CIF ton, se requiere 1.428 ton Hulla Bituminosa por toe
  • 12. Alternativa 2: Costos de instalación: USD 2,000 Kw para Follaje de Caña de Azúcar y Carbón Mineral, USD 1,200 Kw para Gas Natural - USD 2.27 MMBtu Follaje Gas Natural Carbón Capacidad instalada , MW 100 100 100 Horas de funcionamiento 7,000 7,000 7,000 Eficiencia 0.30 0.45 0.30 Costo de combustible, USD/tep */ 8.00 90.80 117.40 Costo de instalación, USD/Kw. 2,000 1,200 2,000 Índice de descuento 0.10 0.10 0.10 Vida útil, años 30 30 30 Electricidad generada, MWh 700,000 700,000 700,000 Energía consumida, TJ 8,400 5,600 8,400 Energía consumida, tep 200,592 133,728 200,592 Costo anual de combustible, USD 1,604,736 12,463,450 23,549,501 Costo total de instalación, USD 120,000,000 100,000,000 120,000,000 Costo inversión anualizado, USD $12,729,510 $10,607,925 $12,729,510 Costo total anualizado, USD $14,334,246 $23,071,374 $36,279,011 Costo de electricidad, USD/kWh 0.033 0.036 0.064 Diferencia 9% 96% */ USD 2.27X 1MMBTU (1,000p3) MONDER S.A.C 12 **/ USD 82.21 CIF ton, se requiere 1.428 ton Hulla Bituminosa por toe
  • 13. Alternativa 3 Costo de instalación: USD 2,000 Kw para Follaje de Caña de Azúcar y para Carbón Mineral, USD 1,200 para Gas Natural - USD 4.0 MMBtu Follaje Gas Natural Carbón Capacidad instalada , MW 100 100 100 Horas de funcionamiento 7,000 7,000 7,000 Eficiencia 0.30 0.45 0.30 Costo de combustible, USD/tep */ 8.00 140 117.40 Costo de instalación, USD/kW 2,000 1,200 2,000 Índice de descuento 0.10 0.10 0.10 Vida útil, años 30 30 30 Electricidad generada, MWh 700,000 700,000 700,000 Energía consumida, TJ 8,400 5,600 8,400 Energía consumida, tep 200,592 133,728 200,592 Costo anual de combustible, USD 1,604,736 12,463,450 23,549,501 Costo total de instalación, USD 150,000,000 120,000,000 150,000,000 Costo inversión anualizado, USD $15,911,887 $12,729,510 $15,911,887 Costo total anualizado, USD $17,516,623 $25,192,959 $39,461,388 Costo de electricidad, USD/kWh 0.033 0.049 0.064 Diferencia 50% 96% */ USD 2.7 X 1MMBtu (1,000p3) MONDER S.A.C 13 **/ USD 82.21 CIF ton, se requiere 1.428 ton Hulla Bituminosa por toe
  • 14. USO DE BIODIESEL, ETANOL ANHIDRO Y BIOMASA: EFECTO EN REDUCCIÓN DE GEI (I) • Para el caso del Perú la reducción de GEI mediante sustitución de hidrocarburos por biomasa, presenta un perfil de mayor incidencia respecto del reemplazo de diesel por biodiesel y gasolina por etanol anhidro. • A partir del 2011 el diesel se expenderá con 5% de biodiesel. De acuerdo al Plan Referencial de Hidrocarburos 2007 – 2016 (MINEM) , se estima que en el 2012 tal proporción representaría 1.22 MMbb/año de diesel sustituido y 1.31 MMbb/año para el 2015. Sin considerar la emisión (balance neto) de GEI correspondiente a la producción de biodiesel, dicha sustitución implicará una menor emisión de 524,000 tonCO2eq en el primer año indicado y de 562,656 tonCO2eq en el segundo año. • La sustitución de gasolina (7.8%), proyectada para el 2012 determinará una reducción de 0.46 MMbb/año en el uso de gasolina motor y en función a la proyectada tendencia de menor consumo de este combustible se estima que para el 2015 tal sustitución será de 0.42 MMbb/año. Consecuentemente, el reemplazo de gasolina por etanol generaría menor emisión de 162,548 tonCO2eq en el 2012 y de 146,894 en el 2015. • Las cifras sobre consumo de gasolina difieren de lo indicado por OSINERGMIN - Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos – SCOP, según ésta fuente el consumo de Gasolina registrado en el Perú en el período julio 2009 – junio 2010 fue del orden de 26.05 miles de barriles/día = 9.51 MMbb/año. Esta última cifra implica que la sustitución de gasolina por etanol alcanza a 0.74 MMbb/año, lo cual equivale a una menor emisión de 262,155 ton CO2 eq.
  • 15. USO DE BIODIESEL, ETANOL ANHIDRO Y BIOMASA: EFECTO EN REDUCCIÓN DE GEI (II) • La sustitución de GN por ‘biomasa residuo agrícola’ en generación (térmica) de electricidad, constituye una posibilidad para alcanzar superior nivel de reducción de emisiones de tonCO2eq en comparación de lo proyectado para el caso de la sustitución de diesel por biodiesel y de gasolina por etanol anhidro. • La proyección del MINEM al 2016 sobre consumo de GN para generación eléctrica es 3,985 MMm3 = 137,881 TJ. • Si el 30% del valor anual promedio 2005-2009 de energía primaria que aporta la biomasa residuo agrícola = 24,300 TJ, se destinase para generación eléctrica y mediante ello sustituir GN, se evitaría la emisión de 1’362,982 ton CO2eq como relación directa de menor uso de GN y 1’094,374 tonCO2eq en función al factor de emisión calculado para entrega de electricidad a la red – SEIN proveniente del uso de RER (supone 0.30 de eficiencia termo – eléctrica y 0.80 factor de carga). • Las cifras descritas indican que la reducción anual de emisiones estimada al 2012 por sustitución de diesel y gasolina entre el 57.7% - 71.8% de la reducción proyectada por concepto de sustitución de GN por biomasa.
  • 16. Primera Subasta para Suministro de Electricidad con RER (I) Marco Legal - D.L. Nº 25844 Ley de Concesiones Eléctricas – 1992 - D.L. Ley Nº 28832 Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica – 2006 - D.L. N°973 Ley que establece el Régimen Especial de Recuperación Anticipada del Impuesto General a las Ventas – 2007 - D.S. N°037 EM Reglamento de Cogeneración - 2006 - D.L. N°1002 Ley de Promoción de la Inversión para Generación de Electricidad con Energía Renovables- 2008 - D.S. Nº 050-2008-EM Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías Renovables - 2008
  • 17. Primera Subasta para Suministro de Electricidad con RER (II) Energía Demandada según fuente de RER - Primera Convocatoria (GWh/año), agosto 2009 Biomasa 813 Eólica 320 Solar 181 Total 1,314 - Segunda Convocatoria (GWh/año), marzo 2010 Biomasa 419 Solar 8 Total 427
  • 18. RESULTADOS - ADJUDICACIONES Adjudicación según Fuente de RER Proyectos Precio Primera convocatoria GWh/año Presentados Aprobados US$ MW Biomasa 143 2 2 120 Eólica 571 6 3 110 Solar 173 6 4 269 Total 887 Nota: se adjudicaron 17 proyectos hidroeléctricos de menos de 20 MW cuya oferta sumó 1,000 GWh/año, el precio base por MW fue US$ 74. Segunda Convocatoria Biomasa ----- 5 0 55 Solar ----- 3 0 211 Nota: se adjudicaron 1 proyecto hidroeléctrico de menos de 20 MW cuya oferta sumó 85 GWh/año, el precio base por MW fue US$ 64.
  • 19. NOTAS SOBRE EVALUACIÓN DE LA OFERTA DE ELECTRICIDAD PARA LA RED – SEIN A PARTIR DE BIOMASA - Se constata carencia de proyecto para responder oportunamente la demanda de electricidad basada en RER – biomasa que implicó la subasta convocada por OSINERG en el marco del D.L. N° 1002 Ley de Promoción de la Inve rsión para Generación de Electricidad con Energía Renovables. - En la primera convocatoria se presentaron 2 proyectos cuya oferta de energía fue 143 GWh/año, cifra equivalente al 17.5% de lo solicitado por OSINERG. - En la segunda convocatoria la energía ofertada por los 5 proyectos presentados y no aprobados/adjudicados (la totalidad superó el precio de referencia por MW), sumó 457.2 GWh/año; esto es, 9% m{as de lo solicitado por OSINERG. - La suma de la energía ofertada por los proyectos de biomasa en las dos convocatorias mencionadas, alcanzó 600.2 GWh/año, cantidad que significa el 73.8% de la energía solicitada a dicho tipo de proyecto en la primera convocatoria. - La carencia de proyectos para energía-electricidad basados en el uso de biomasa, es un hecho que indicaría falta de conocimiento sobre el potencial de tal recurso en términos de su volumen nominalmente disponible y contenido de energía primaria del mismo. - La descalificación de proyectos de biomasa, registrada en la segunda convocatoria por razón de precio ofertado por MWe, refleja falta de correspondencia entre dicho precio esperado con lo propuesto respecto de potencia, implícito costo de instalación, biomasa disponible y factor de carga.
  • 20. CONCLUSIONES Y PERSPECTIVAS (I) - Es necesario disponer de un programa que priorice la promoción de opciones de inversión para proyectos de energía – biomasa en función de la disponibilidad y costo del MW de energía primaria. - La explotación del de GN que posee el Perú constituye un importante aporte para el desarrollo. Se prevé que la extracción, comercialización y procesamiento del GN permitirá alcanzar múltiples resultados positivos respecto de diversificación productiva, competitividad, balanza comercial, ingreso fiscal, empleo e ingreso regional, etc. - Sin embargo, percibir que el ‘cambio de matriz energética’ ocurrirá básicamnete en función a la masificación del uso del GN, es un enfoque que resta posibilidades para integrar y potenciar el uso la opción ‘GN - fuentes de energía renovable’. - Evaluaciones sobre la viabilidad de dicha integración, señalan que en plazo relativamente corto se podría alcanzar un nivel de beneficio social y privado mayor a lo previsto en función a la intensificación unilateral del consumo de GN. - Estudios sobre aplicación de nueva tecnología para la conversión primaria de la biomasa agrícola (proyecto GEF–IFC–Monder “Obtención de biocombustibles y fibra celulosa a partir de residuos agrícolas y forestales” ) indican que el MW de puesto en
  • 21. CONCLUSIONES Y PERSPECTIVAS (II) planta puede suministrarse a costo significativamente menor de lo establecido para el GN utilizado en generación de electricidad. Por ejemplo, para el caso del follaje de la caña de azúcar, se estima USD 1.6 por MW de energía primaria, valor que representa la quinta parte del precio por MW de energía primaria de GN (US$ 7.78 sin IGV) que en la actualidad pagan las empresas que operan plantas térmicas para generación de electricidad.